摘要：通过深入辨识燃煤电厂涡轮流量计及系统危险因素，发掘系统中可能存在的风险，进一步明晰热工运行中发生事故的原因，从而提出有针对性的防范措施，为管理者提供新的思路和方法，以确保燃煤电厂热控系统安全稳定生产。

    引言
    随着现代信息技术和控制技术的不断发展，燃煤电厂的自动化控制水平得到大幅度提升，同时也引发了新的矛盾发生，如何辨识涡轮流量计及系统风险并实现防控，成为当前燃煤电厂一项新的任务。为此，本文试图通过对电厂通用热控系统进行风险分析和辨识，发现引发事故的原因和途径，从而采取有效防范措施，以更好的控制涡轮流量计及系统风险，提高设备安全运行能力和水平，做到防患于未然。

    1 燃煤电厂涡轮流量计及系统简介
    燃煤发电厂通过采取完整的检测、控制、自动化系统等集中控制方式，以确保发电机组及其辅助系统安全、可 靠、经济运行。通常炉、机、电及全厂辅助车间均采用集中控制，集中控制一般采用两机一控的控制方式。控制方式可以根据机组实际进行组合选用，现介绍一种通用方式，以此说明燃煤电厂热动控制基本情况。

    1.1 机组级自动化水平。单元机组控制采用以微处理器为基础的分散控制系统（DCS）实现，主要包括数据采集系统 （DAS）、模拟量控制系统 （MCS）、顺序控制系统（SCS）、炉膛安全监视及燃烧器管理系统（BMS）、旁路控制系统（BYPASS）和电气控制系统（包括厂用电、发变组）等。机组 DCS 的人机接口采用操作员站及大屏幕液晶显示器，作为机组的监控中心。控制台上布置 DCS 系统操作员站及少量的紧急事故停车按钮。机组 DCS 控制系统由电厂中央控制室或集中控制中心对整台机组进行综合控制，其他相关的自动控制系统、联锁装置、远方控制操作、报警系统和工业视频监视等均在显示器（CRT）上按照各种运行方式控制完成其动作和要求，机组将控制台和其辅助盘分开设置，并配置足够的通风设施，在机组控制台上 DCS操作站独立空间上锁布置。对于辅机的启动、停机和运行控制按照其相应的运行模式，由功能子组按顺序控制。

    1.2 辅助系统级自动化水平。辅助系统包括化学水处理及预处理、凝结水精处理、取样及加药、除灰渣、采暖通风、废水处理、空压机房、输煤系统等。辅助车间的控制设置辅助车间控制网络来实现。除灰系统、化学补给水程序控制系统等控制系统，既可在就地控制室内控制，也可在中央控制室内控制，调试结束正常运行后可将就地控制室内的 CRT 移至中央控制室。

    1.3 厂级监控信息系统水平。厂级监控系统（SIS）功能主要包括实现全厂生产过程参数的采集和管理、厂级性能计算和分析功能、现场各类重要设备设施和信息安全管理等。DCS 系统一般按照同类型机组的经验参数和系统、国家及行业相关标准规范和规程要求对相关运行参数进行调试整定，变送器、自动控制及远方操作执行器、仪器仪表、保护联锁用驱动开关、单项隔离网闸、纵向加密装置等均按照高效、职能、合规的要求选用。

    2 热控系统风险分析与辨识
    2.1 风险分析。如果 DCS 发生故障，出现机组保护拒动或误动、测温装置指示错误、测压装置指示错误、自动调节装置失常、电源故障等方面的风险时，运行人员不能进行实时操作，失去对发电机组监控操作和远方控制，导致整台机组运行失去控制，或者由于机组控制紊乱产生的错误信息和提示误导机组运转员，影响运行人员对机组运行工况的判断，从而造成误指挥、误操作。如果 DCS 不采取有效的安全防护措施，容易受到计算机病毒入侵或者恶意攻击，出现电气一次系统事故、电力二次系统的崩溃或瘫痪，甚至可能出现大面积停电事故。热控系统危险因素主要有热控系统设计不周或遗漏；热控设备制造质量不良；热控设备施工安装不良；热控设备基建调试不到位；维护检修管理不良和人为误操作等类型。

    2.2 事故类型及原因分析。对近年来热控系统发生的事故进行综合分析，主要有六种类型，第一种为机组分布式控制系统（DCS）失灵事故，造成该事故的原因主要有UPS 电源发生故障导致 DCS 或 LCD 的供电回路失去电源，或其系统集中控制电缆，涉及电源、通信电缆和接头等故障，致使系统死机或 LCD 黑屏；通信电缆和接口负荷过重，发生传输不稳定，导致通信信息不畅通造成系统死机现象发生；由于操作不当或硬件设备损坏等原因，造成主机键盘或电缆接件和插件发生损坏，没有响应操作指令，造成不能正常操作系统；软件出错、主控制器负荷过高、配置出错；病毒入侵或恶意攻击；电磁干扰；电子设备运行环境不良。第二种为压力/差压测量装置故障，造成该事故的原因主要有 UPS 电源故障或导线故障原因，各类变送器的电源回路不能正常供电，失去电源，致使系统测量装置无法正常进行输入输出；测量装置元件故障或装置弹性实效，不能准确指示数据；仪表不能正常传压，致使压力表无指示或差压表指较大或较小；传压通道受冻结冰，致使压力表渐趋向较大值，差压表渐趋向较大值或较小值；杂物等堵塞仪表的传压通道，致使指针不动或者卡死；控制系统的组件输入输出点出现异常，导致指示不准；取样装置未进行防磨设计。第三种为温度测量装置故障，造成该事故的原因主要有测温装置线路故障或 UPS 电源回路失去电源，导致测量装置不能正确输出数据；测量装置的相关元件及线路出现故障或损害，导致温度测量装置指针实效，或指向较大值或指向较小值或卡死；DCS 的 I/O 组件输入点故障，导致示值异常；元件安装不当，其测温部件没有接触到被测量部位或介质，造成测量偏低；外部电磁干扰，影响输出值。第四种为机组保护拒动或误动事故，造成该事故的原因主要有机组保护设施供电线路故障或供电失去 UPS 电源，导致机组保护失灵，出现拒动现象；机组保护检测装置及其线路故障或损坏，导致机组不能正确动作，出现拒动现象；机组保护用的通讯设施及元器件故障，不能正常的传输和接受信号，或者保护用的输入输出元件或组件故障或线路故障，导致机组保护实效；机组保护装置的整定出现误差或者不准，导致保护系统误动；原设计缺乏前瞻性，逻辑设计存在结构性安全隐患，导致机组保护误动；双路电源自动切换时出现故障，导致信息丢失造成机组保护误动作；集控系统保护用的主机芯片故障或出现电磁干扰等诱发保护系统逻辑运算错误，造成机组保护误动作。第五种为自动调节系统失控事故，造成该事故的原因主要有热工电源系统故障，造成该事故的原因主要有自动调节系统的电源故障或线路故障，导致机组自动调节失去控制；自动调节的检测装置及其线路故障，导致相关信号异常或不稳定，造成调整门变化不均；调节系统的相关执行机构出现故障或缺陷，致使调节装置的机构不动或失灵，造成调节动作异常；双路电源故障，自动切换时出现信息丢失，造成自动控制调节装置失去控制；调节器芯片故障或运算紊乱，导致调节失去正常控制；机组保护用的通信设备或元器件故障，传输信息异常，机组保护出现拒动或误动；仪表用的气源出现故障。第六种为热工电源系统故障，造成该事故的原因主要有 UPS 电源及线缆等元器件受到外力损害；线路绝缘老化导致的短路或者接地现象；电源回路负荷超载致使熔断器烧断或者选型不准，造成越级跳闸现象发生；热工电源回路出现短接，导致电源开关动作。

    3 涡轮流量计及系统风险防范安全技术措施
    热工控制系统的设计及设备选型应执行《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》《火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路及电缆设计技术规定》《火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》《热工自动化系统运行检修维护规程》等标准规范，以及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和电力二次系统安全防护的相关规定。重点强调如下风险防范技术措施：热工自动化系统和设备的选型必须要有前瞻性，应选用质量可靠的设备、装置和器件，确保能够采用独立常规手段操作。控制系统的配置要满足各种运行工况条件的监控技术要求，芯片负荷率要满足机组要求并留有余度。系统电源应配置可靠的 UPS 电源，满足备用电源切换的较小时间。电源故障应设置声光报警装置。各种系统接口要稳定可靠，并留有足够的冗余。按照反措要求，系统应设有防止误动和拒动的应对策略，防止系统电源发生误动。热工保护系统应确保系统的独立性，在总控制台上设置满足要求的跳闸按钮，接至停炉、停机相关驱动回路中。单元机组应有事故追忆功能。DCS 锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）控制器必须留有足够的冗余，且可自动切换，同时装置设置自动和手动切换试验功能。做好热工保护相关线缆的接地工作，并严格进行检验检测。DCS 的运行环境要满足温度、适度、通风等要求。做好机房防雷防静电管理，机房地板为防静电地板或地面。单元机组、直流系统、厂用系统、交流不停电电源系统和柴油发电机系统的测量应按照《电测量仪表装置设计规程》配置，由 DCS 进行监测。仪用的相关气源要独立设置，并保证质量，确保气动执行机构的正常动作，储气量应保持 15min 供气。
 
    4 涡轮流量计及系统风险防范安全管理措施
    涡轮流量计及系统的安全管理主要包括岗位安全责任制、安全管理制度、应急预案以及信息监控系统方面的管理。其中燃煤电厂热工安全管理制度包括热工技术监督管理制度、热工检修管理制度、热控工作票和操作票管理制度、热工设备巡点检制度、热工设备维护管理制度、热工设备资料技术档案管理制度、热工岗位安全教育培训管理制度、热控设备缺陷和事故管理制度、热工设备定期校验制度、热工计量管理制度、热工 DCS 系统/辅控网工程师站分级授权管理制度、计算机系统防病毒管理制度、工程师站管理细则等。

    5 结论
    燃煤电厂涡轮流量计及系统风险不容忽视，通过对其系统危险因素的辨识，充分发掘了 6 类事故的发生的致因，从安全技术和安全管理两个方面提出了防范措施，是对电厂热工系统风险防控的总结和概括，为安全管理者管控热工系统风险提供技术支持和保障。